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广东电网风电出力特性分析及其经济性评价
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电网调峰对风电接纳能力分析
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3秒自动关闭窗口基于调峰约束的河北南网风电消纳能力研究
基于调峰约束的河北南网风电消纳能力研究
站在风向上的趋势
2017第六届新能源发电系统技术创新大会中国电工技术学会主办，-24日在河北省张北县举办，大会围绕新能源发展战略、系统关键技术、微电网及储能等重要议题展开交流。浏览会议详情和在线报名参会请关注微信号“电气技术”。国网河北省电力公司经济技术研究院、国网河北省电力公司的研究人员习朋、王颖、吴鹏、张飞飞，在2016年第12期《电气技术》杂志上撰文指出，河北省南部电网以火电为主，在河北南网北部的保定地区、东部沿海的沧州地区，具有丰富的风能资源，近几年发展迅速。随着风电的大规模集中并网，电网调峰能力已成为制约风电消纳的主要因素。结合负荷特性、风电出力特性，本文分析了河北南网的调峰能力，提出了通过两个关键约束指标推导计算风电消纳能力的新方法，计算分析了河北南网风电消纳能力。对合理确定河北南网“十三五”风电发展规划提供了重要参考。在新能源中，风力发电技术上最为成熟、有明显的规模效益，有广阔的利用前景。近几年来，世界各地风力发电的发展势头非常强劲，装机容量增加迅速。不同于常规的发电方式，风电功率具有随机性、间歇性、波动性等特点，很多时候表现出对电网不利的反调峰特性，电力系统的调峰压力增大。电力系统是否具有足够的调峰容量是大规模风电能否并网发电的关键。随着风电开发规模逐渐增大，特别在冬季，供热火电机组的供热、水电机组枯水、风电机组大发三个因素相互叠加，导致调峰变得困难重重，风电消纳受到严重影响和制约[1]。河北南网装机以火电为主，雾霾问题是重要的环境问题，受大气污染防治影响，国家严格限制东中部地区火电建设项目的发展，除了热电联产机组外，河北南网燃煤发电项目已严格限制发展，风电、光伏等新能源的发展优化了电源结构。2015年，河北南网风电平均利用小时数约为2000小时。河北南网电源装机以火电为主，火电机组中，供热机组所占比例较高，电网调峰困难问题日益突出。由于河北南部地区灌溉面积大、夏季炎热空调用电负荷增长迅速，峰谷差率大，网内机组调峰能力不足。电网调峰能力不足影响新能源消纳。河北省风能、太阳能等资源丰富，近几年国家的一些优惠政策极大地促进了新能源的发展。在河北南网北部的保定地区、东部沿海的沧州地区，具有丰富的风能资源，近几年发展迅速。目前，一些小型的风电场陆续接入河北南部电网，但是河北南网的风电消纳能力尚未深入研究。研究“十三五”期间及将来河北南网风电的?消纳能力，对风电的的合理有序发展具有重要意义。图1河北南网2016年预测年负荷曲线结论近几年来，河北南网风电装机增长迅速。河北南网是典型的受端电网，装机以火电为主，外受电比例越来越大。本文提出了通过两个关键约束指标计算风电消纳能力的方法，方法简便有效。根据河北南网的电源装机、负荷特性、区外受电等特性，通过本文提出的方法计算了河北南网“十三五”期间各年不同季节的风电消纳能力。对合理确定风电发展规划具有重要意义。
本文仅代表作者观点，不代表百度立场。系作者授权百家号发表，未经许可不得转载。
站在风向上的趋势
百家号 最近更新：
简介: 理性投资，投资先行研究
作者最新文章在2013年冬季供热期间，由于电源结构不合理
和自备电厂不参与电网调峰，内蒙古电网接纳风电
和保证居民供热矛盾突出。虽然内蒙古电力（集
团）有限责任公司（以下简称内蒙古电力公司）采取
了一系列措施，发挥电网最大能力接纳风电上网，
但弃风现象仍然存在，同时由于风电出力的不可预
测性，火电机组陪运导致预留旋转备用容量较大，
火电机组负荷率较低，火力发电厂运行效率下降，
大多数火力发电企业经营效益变差[]。
本文将在分析用电负荷特性、风电特性以及企
业自备电厂运行特点的基础上，提出提高内蒙古电
网调峰能力的对策和措施，以达到提高电网接纳风
电能力的目的。
1 内蒙古电网负荷特性
1.1 负荷结构
内蒙古电网供电负荷包括3部分：电网供电的
公用负荷（以下简称地区供电负荷）；接入电网运行
的企业自发自用负荷（以下简称自用负荷）；外送华
北电网负荷（以下简称外送负荷）。
2013年，内蒙古电网地区售电量112.01TWh，
其中：大工业用电量82.50TWh，占地区售电量总量
的73.7%；趸售电量17.21TWh，占地区售电量总量
的15.4%；其他分类电量合计12.31TWh，占地区售
电量的11.0%。从电量结构大致看出，地区供电负
荷中大工业负荷所占比重较大。
1.2 负荷特性
1.2.1 地区供电负荷特性
1.2.1.1 年负荷曲线
图 1为2012年、2013年内蒙古电网地区供电最
大负荷统计，可以看出，2013年内蒙古电网地区最
大供电负荷为15.712GW（出现在10月份），全年负
荷波动幅度较大，总体呈现上升趋势。
图 1(Figure 1)
图 1 内蒙古电网地区供电最大负荷统计图
表 1为2012年、2013年内蒙古电网地区供电负
荷最大峰谷差及峰谷差率统计表，可见，2013年地
区供电负荷最大峰谷差为2.887GW，峰谷差率为
21.32%，与2012年相比，峰谷差有所增大，且夏季峰
谷差率增加明显。相对于第三产业较发达的地区，
内蒙古电网地区供电负荷峰谷差不大，负荷率较
高，呈现典型重工业用电特性。
表 1(Table 1)
表 1 地区供电最大峰谷差及峰谷差率统计表
表 1 地区供电最大峰谷差及峰谷差率统计表
1.2.1.2 日负荷曲线[]
典型日选取原则：夏季典型日所在月一般选取
迎峰度夏的6—9月，冬季典型日所在月选取迎峰度
冬的12月，选取日负荷率与月平均日负荷率最接
近、且负荷曲线无异常畸变的日负荷曲线作为典型
日负荷曲线。本文选取日和12月15日的负荷曲线作为2013年夏季和冬季典型日负荷
曲线，见图 2、图 3所示。可见，年典型日
负荷曲线变化规律基本相同，2013年夏季负荷水平
与2012年基本持平，冬季负荷明显高于2012年。
夏季典型日负荷午高峰出现在11：00—12：00时，晚
高峰出现在19：00—21:00，最小值出现在03：00—
04：00。冬季典型日负荷午高峰出现在09：00—12：
00，较夏季早2h左右，晚高峰出现在18：00—20：00，较夏季出现时间早1h左右，最小值出现在04：
00—05：00时。
图 2(Figure 2)
图 2 内蒙古电网地区供电夏季典型日负荷曲线
图 3(Figure 3)
图 3 内蒙古电网地区供电冬季典型日负荷曲线
1.2.1.3 年持续负荷曲线[]
由2012年、2013年持续性负荷曲线图（图 4）可
见，2013年地区供电负荷水平比2012年有所增加，
但最大负荷持续时间较2012年短，说明负荷波动幅
度增大。表 2为地区供电负荷持续时间统计结果，
可以看出2013年与2012年相比，尖峰负荷持续时
间减少，97%最大负荷持续时间减少7h，95%最大
负荷持续时间减少69h，90%最大负荷持续时间减
图 4(Figure 4)
图 4 内蒙古电网地区供电负荷年持续曲线
表 2(Table 2)
表 2 地区供电最大峰谷差及峰谷差率统计表&&&&h
表 2 地区供电负荷持续时间统计&&&&h
1.2.2 外送电负荷特性
图 5为内蒙古电网送华北电网潮流协议曲线，
根据双方协议，内蒙古电网外送电高峰负荷3.95
GW，最小负荷1.975GW，是高峰负荷的50%，日峰
谷差1.975GW，日峰谷差率50%，日平均负荷率
图 5(Figure 5)
图 5 东送潮流协议曲线
1.2.3 企业自用电负荷特性
企业自发自用负荷基本上都是工业用电负荷，
最大负荷5.00GW，负荷率较高，可以按照不变负荷
1.2.4 内蒙古电网负荷特性
内蒙古电网供电负荷特性是3类负荷叠加后的
特性，叠加后夏季、冬季典型日负荷曲线见图 6。
2013年夏季和冬季典型日负荷曲线变化规律基本
相同，午高峰出现在10：00—13：00，晚高峰出现在
19：00—22：00，最小值出现在04：00—05：00。夏季
典型日最大负荷22.03GW，最小负荷17.88GW，日
峰谷差4.15GW，日峰谷差率19%。冬季典型日最
大负荷23.48GW，最小负荷19.90GW，日峰谷差
3.58GW，日峰谷差率15%。
图 6(Figure 6)
图 6 内蒙古电网夏季、冬季典型日叠加负荷曲线
2 电源结构及调峰能力
2.1 电源结构
图 7为2013年年底内蒙古电网统调装机构成
图。在统调装机中，企业自备电厂火电装机容量
7.298GW，占统调火电装机容量的21.4%。统调火
电机组中供热机组容量17.82GW（含自备机组容量
2.81GW），占火电机组装机容量的52.3%。
图 7(Figure 7)
图 7 内蒙古电网电源结构图
2.2 调峰原则[]
2.2.1 以常规大型火电机组为主
内蒙古电网调峰电源主要以常规大型火电机
组为主，水电站为辅。自备电厂主要为本企业负荷
供电，一般不参与调峰。600MW及以上常规大型
火电机组的设计可调出力系数（指机组可调节范围
占机组容量的百分比）为60%；600MW以下200
MW以上火电机组的设计可调出力系数为50%；
200MW及以下火电机组的设计可调出力系数为
40%。实际运行中，根据运行机组组合情况，并考虑煤质、设备健康等原因，火电机组综合可调出力系
数夏季取50%。冬季供热期间，由于供热机组肩负
供热任务一般不参与调峰或调峰能力下降，火电机
组综合可调出力系数取35%。
2.2.2 可再生能源全额上网
在满足电网安全稳定运行前提下，最大限度安
排可再生能源上网，但由于风电、光伏和生物质发
电的不可预测性，不参与电力平衡测算。
2.2.3 设置电网旋转备用容量
设置电网旋转备用容量为系统最高发电负荷
2.3调峰能力分析
2.3.1 内蒙古电网风电场的反调峰特性
内蒙古电网冬季电网调峰能力不足，风电出力
受限，实际运行曲线不能反映风力发电的真实情
况，本文采用根据气象条件预测的曲线研究冬季风
电典型负荷特性。图 8是内蒙古电网夏季、冬季风
电出力典型曲线。夏季，内蒙古风能资源呈现白天
风小、晚上风大特点，从图 8中可以看出风电有白天
用电负荷高峰时出力相对小，夜间用电负荷低谷时
出力较大的反调峰特点。冬季风能资源特点与夏季相似，全天的出力变化幅度较夏季小。
图 8(Figure 8)
图 8 内蒙古电网夏季、冬季风电出力典型曲线图
图 9是考虑风电反调峰特性的内蒙古电网夏、
冬季典型日负荷曲线图。与电网供电负荷特性比
较，夏季日峰谷差变为5.14GW，增加了1.00GW，峰
谷差率变为25%，上升了6个百分点，日负荷率变为
90%，下降了2个百分点；冬季日峰谷差变为3.62
GW，增加了0.04GW，峰谷差率变为17%，上升了2
个百分点，日负荷率变为91%，下降了1个百分点。
夏季峰谷差比冬季峰谷差大1.52GW，风电反调峰
特性是造成夏季调峰难度较大的主要原因。
图 9(Figure 9)
图 9 考虑风电特性的电网夏、冬季典型负荷曲线图
2.3.2 内蒙古电网开机方式和风电消纳能力
电网的开机方式应满足电网最大供电负荷需
求，旋转备用容量按照最大发电负荷的5%安排，发
电厂用电率和电网网损率综合起来按照发电负荷
的10%考虑。由于光伏发电和风力发电运行不稳
定，属于不可调发电容量，实践中风电和光伏发电
不计入开机容量中。
2.3.2.1 夏季开机方式
夏季电网供电最大负荷22.03GW，需发电能力
24.48GW，为保证最大供电负荷所需发电能力及必
需的旋转备用容量，最少需要安排发电开机容量
28.02GW。夏季是黄河来水丰水期，安排水电机组
开机容量0.36GW，全容量参与调峰，企业自备电厂
开机容量5.40GW，满足自用电需要不参与调峰，公
用火电厂最小开机容量需22.62GW，为保证火电机
组稳定运行而不至于停机，则电网出力最小极限为
16.31GW，供电最小负荷需14.88GW。
2.3.2.2 供热期间开机方式
冬季电网供电最大负荷24.38GW，需发电能力
26.09GW，为保证最大供电负荷所需发电能力及必
需的旋转备用容量，最少需要安排发电开机容量
30.09GW。冬季是黄河来水枯水季节，安排水电机组开机0.18GW，全容量参与调峰，企业自备电厂开
机容量为5.40GW（含2.80GW供热机组），满足自
用电需要不参与调峰，公用火电厂最小开机容量需
24.69GW，为保证居民供热，供热期间公用供热机
组15.00GW全开，非供热机组开机容量9.69GW，
电网调峰能力大幅降低，供热机组开机容量大是冬
季调峰能力不足的主要原因。为保证火电机组稳
定运行而不至于停机，则电网出力最小极限为
21.05GW，供电最小负荷极限18.94GW。
2.3.2.3 风电接纳能力
目前内蒙古电网只有在负荷低谷时段出现风
电消纳困难问题，负荷高峰时段风电消纳较好，因
此本文只探讨负荷低谷时段风电接纳能力问题。
电网接纳风电的能力与电网开机方式密切相关，火
电机组开机容量及可调出力系数、水电机组开机容
量、火电机组能否安排停机避谷等都是决定电网风
电消纳能力的因素。表 3测算了在保证电网安全运
行的开机方式下，电网负荷低谷时段接纳风电的能
力。根据表 3分析结果，自备发电机组不参与调峰、
外送低谷时段按照1.975GW考虑时，内蒙古电网负
荷低谷时段夏季可接纳风电3.20GW，冬季可接纳
风电0.96GW。当夏季风电出力超过3.20GW、冬季
超过1.00GW时，若要实现不弃风，则需增加东送低
谷时段电力或要求自备机组参与调峰。如果自备发电机组参与调峰，调峰系数按照40%考虑，可增加
风电接纳能力2.00GW；如果东送低谷时段电力能
够提高，则风电接纳能力也能相应提高。
表 3(Table 3)
表 3 风电接纳能力测算表&&&&GW
表 3 风电接纳能力测算表&&&&GW
3 电网调峰存在的问题
3.1 负荷中心供电能力不足
近年来，电源规划建设、电网规划建设和地区
经济发展布局缺乏有效协调，电源点距离负荷中心
较远，出现了电源集中地区装机富余，而负荷中心
供电能力不足的问题。按照地方政府均衡发电量
计划政策，同类机组计划发电量一致、上网电价相
同，这种情况下发电成本决定发电企业利润，企业
为了追求利润最大化，往往选择在煤矿附近建设电
厂。由于在负荷集中的地区装机容量不足，作为调
峰辅助手段的水电机组更多的用于接带基础负荷，
调峰能力削弱。电网为了解决负荷中心供电能力
不足问题，虽然投入较大资金建设输电线路，但由
于电网稳定运行方面的问题，输送容量不能成比例
增加，经济性越来越差。实际上在煤炭资源富集的
内蒙古地区，所谓的负荷中心也在电厂的燃料经济
运距范围内。相比较而言，解决内蒙古电网内部负
荷中心供电能力不足问题，在负荷中心建设电厂相
对经济合理。
3.2 风电不能全额上网
由于风电出力的不可预测性，电网必须预留充
足的旋转备用容量，公用火电机组长时间低负荷陪
转，发电效率不高，经济性较差，即便如此风电仍然
不能全额上网。
3.3 供热机组调峰能力不足
冬季供热期间，为保证居民供热需求供热机组
全开，非供热机组开机容量将减小，且供热机组在
供热期间调峰能力下降，导致电网调峰能力不足。
3.4 自备电厂不参与电网调峰
企业自备机组容量占电网装机容量比重较大，
且在政府扶持政策鼓励下有快速增长的趋势，由电
网供电的公用负荷越来越少，用以调峰的公用火电
机组容量越来越小，同时由于自备电厂不参与电网
调峰，导致电网调峰能力进一步降低。
4 提高电网调峰能力的措施
4.1 加强电网规划建设，提高负荷中心供电能力
通过特高压联网方式实现更大地域范围内的资源优化配置，同时加强内蒙古电网内部电网的规
划建设，提高内蒙古电网潮流输送能力，解决电网
内部输电断面限制多、输变电设备利用率不高的问
题，使调峰能力能够在全网发挥作用。改变均衡发
电量计划安排原则，出台地域差别化发电量计划和
上网电价的政策，通过给予供电能力不足地区机组
多安排电量计划，且上网电价要高于发电能力富余
地区机组的方式，引导投资商在发电能力不足的地
区建设发电厂。
4.2 企业自备电厂参与调峰，增加电网调峰容量
加强自备电厂运行管理，企业自备机组与公用
火电机组共同承担电网调峰责任，提高电网调峰能
力，最大限度保证可再生能源全额上网。
4.3 出台有关电价和辅助服务政策，引导发电企业
参与深度调峰
出台发电侧峰谷电价和发电侧辅助服务政策，
鼓励发电企业深度调峰，通过辅助服务补偿方式弥
补发电机组深度调峰或者停机避谷带来的损失。
出台针对抽水蓄能的抽水电价，让调峰能力较强的
抽水蓄能电站能够盈利，刺激建设抽水蓄能电站的
积极性，利用抽水蓄能电站负荷低谷时段抽水用
电，负荷高峰时段放水发电，使用电负荷特性趋同
于风电发电特性，从而实现不弃风或少弃风[]。
内蒙古电力(集团)有限责任公司.内蒙古电网2014年度 运行方式[R].呼和浩特:内蒙古电力(集团)有限责任公 司,2014.
徐日娥,董雷,苏日娜..
白雪飞,王丽宏,杜荣华.风电大规模接入对蒙西电网调 峰能力的影响[J]..
齐建军,廉俊芳,赵志宏.600 MW火电机组深度调峰能 力探讨与经济安全性分析[J]..[随机性、间歇性、波动性]
根据对长期测风数据的统计分析，小时级及以内风电出力波动约为
风电装机容量的±10%到±35%，4-12小时出力波动多超过±50%。风电
出力的这些特点，对系统运行的调节性能提出了更高的要求。
[区域平滑性]
随着风电场覆盖区域范围的扩大，风电场机组之间的互补性增强，
规模较大、区域范围分散的风电场整体出力波动相对较小。
[反调峰特性]
风电出力一般是在白天负荷高峰时段较小，后半夜负荷低谷时段较
大，呈现反调峰特性，增加了系统调峰难度。
[“十一五”风电开发规模连续五年翻番]
“十一五”期间，我国风电装机容量快速增长。截至2010年底，全国
风电并网容量达到2956万千瓦，是2005年的32倍，年均增速接近100%，我
国已成为全球风电装机容量增长速度最快、新增装机容量最多的国家。
2011年2月底，风电并网容量达到3207万千瓦。
[已建成多个数百万千瓦风电基地]
截至2010年底，我国已建成多个连片开发、规模达到数百万千瓦的风
电基地。其中，蒙西、蒙东、冀北和辽宁4个电网的风电并网容量均超过
300万千瓦；吉林、黑龙江、甘肃、山东、江苏和新疆6个电网的风电并网
容量均超过100万千瓦。
“十一五”期间，国家电网公司累计收购风电电量923.5亿千瓦时。
2010年，蒙东、蒙西、吉林、黑龙江风电发电量占全社会用电量的比例分
别达到21.1%、8.7%、5.6%、4.6%。部分地区风电利用已达到较高水平。
[国家电网已投运风电并网线路达2.32万公里]
为支持风电发展和大范围消纳，国家电网公司加大电网建设力度，截
至2010年底，共投资418亿元，建成投运风电并网线路2.32万公里。其中
750千伏线路1694公里、500千伏线路2786公里、330千伏线路475公里、
220千伏线路8494公里、110千伏及以下线路9703公里，建成风电送出汇集
变电站（开关站）25个，建成新疆与西北750千伏联网工程、甘肃千万千
瓦级风电一期安西-永登750千伏外送工程，保证了风电项目的及时并网，
促进了风电的快速发展。
风力发电机组通常亦被称为风能转换系统，其能量转换过程是：
风能-机械能-电能。典型的并网型风力发电机组主要包括起支撑作用
的塔架、风能的吸收和转换装置-风力机(叶片、轮毂及其控制器)、
起连接作用的传动机构-传动轴、能量转换装置-发电机等。风力发电
过程是：自然风吹转叶轮，带动轮毂转动，将风能转变为机械能，然
后通过传动机构将机械能送至发电机，实现由机械能向电能的转换。
[风电基地规划]
国家规划建设八大千万千瓦级风电基地，包括河北、蒙
东、蒙西、吉林、江苏、山东、甘肃酒泉、新疆哈密千万千
瓦级风电基地。
[风电电力流向与消纳市场]
风电主要消纳方式为“三北地区”（西北、华北、东北）
流向“三华地区”（华北、华东、华中）。风电电力流向与我
国能源流向一致，呈现“西电东送”、“北电南送”格局。宁
夏、山西、辽宁、山东、江苏风电主要在省内电网消纳；河北
风电除在京津唐电网消纳外，还需要外送到“三华”电网的其
它地区消纳；蒙西、吉林、黑龙江、蒙东、甘肃、新疆风电除
在省（区）内消纳外，还需要通过跨省区电网在区域电网和
“三华”电网消纳。
[大风电融入大电网]
我国风能资源与负荷中心呈逆向分布，这一基本国情决定了我国必须建立大容量、远距离的能源输送通道，在全国范围实现清洁能源的配
置和消纳。“大风电融入大电网”是我国风电规模化发展的必然选择。
[新疆哈密风电基地]
我国风能资源与负荷中心呈逆向
分布，这一基本国情决定了我国必须
建立大容量、远距离的能源输送通道，
在全国范围实现清洁能源的配置和消
纳。“大风电融入大电网”是我国风
电规模化发展的必然选择。
[蒙西风电基地]
蒙西风电以包头、乌兰察布和锡
盟三个地区分别汇集，通过4个特高
压交流通道和蒙西～江苏2回特高压
直流，送至“三华”负荷中心消纳。
[河北风电基地]
建设康保、尚义、解放、莲花滩、
御道口500千伏汇集站，汇集河北风
电，接入张北、锡盟特高压站集中送
[蒙东风电基地]
建设老风口、珠日河、开鲁、杨
树沟门、松山和兴安南等500千伏站
汇集风电。建设呼伦贝尔～山东、呼
伦贝尔～豫北、赤峰～江苏3回±800
千伏特高压直流，长度分别为1600公
里、1900公里和1700公里，将蒙东风
电送至“三华”负荷中心消纳。
[吉林风电基地]
吉林风电在东北电网消纳，以
500千伏送出为主。建设通榆、向阳、
四平500千伏汇集站，与甜水、松原、
长岭站共同汇集风电。
[江苏、山东风电基地]
江苏、山东风电分散分布于东部
沿海地带，当地负荷水平较高，网架
相对坚强，风电主要在当地电网消纳，
以500千伏及以下电压等级送出为主。
[甘肃酒泉风电基地]
[酒泉区域素称“世界风库”]
在有着“世界风库”之称的酒泉市瓜州县，甘肃打造了我国
第一个千万千瓦级风电基地。这里的年平均风速为每秒8.3米，相
当于一年365天，每天都吹着四、五级大风。在一座20平方公里的
风电场，每台风机上的叶片被风吹动一圈，就可以产生2角钱左右
[风电“三步走”计划]
第一步，到2015年，装机容量达到1000万千瓦，成为全国最大的风
电基地之一；
第二步，到2020年装机容量增加到2000万千瓦，建成“陆上三峡”；
第三步，2020年以后，装机容量继续扩大到3000万千瓦以上。
[酒泉风电基地建设进度]
建设敦煌、桥湾南750千伏站，与瓜州、玉门330千伏站共同汇
集风电。酒泉风电一期主要通过河西走廊750千伏工程外送，二期
将通过酒泉～湖南±800千伏特高压直流外送，全长2300公里，将
酒泉风电送至“三华”负荷中心消纳。
[抽水蓄能是风电最佳调峰电源]
风电具有随机性、间歇性的特点，而电网和用户需要的是稳定的电源出力，
这就要求风电合理配置后备电源用以调峰。风电要想发展，必须解决调峰问题。
目前的解决办法主要有蓄电池、火电、燃气和抽水蓄能电站调峰。蓄电池储能成
本高、容量不大，无法满足我国当前风电装机容量的备用；火电调峰，不仅经济
上不合理，而且调峰的灵活性不能满足要求；燃气调峰在欧美国家有所应用，但
我国缺少燃气资源，再分配其作为风电的调峰备用不太现实；可以说，最经济、
最灵活、最清洁的调峰电源就是抽水蓄能电站。
[抽水蓄能建设现状及发展规划]
截至2010年底，国家电网公司经营区已建抽水蓄能电站20座、已建容量
1244.5万千瓦，占全国已建装机容量的74.8%。国家电网公司经营区在建抽水蓄能
电站11座、容量866万千瓦，占全国在建规模的73.8%。
到2015年，国家电网公司经营区内抽水蓄能装机将达到1840万千瓦，2020年
将超过4000万千瓦，基本满足系统调峰需求和风电等清洁能源发展需要。
[抽水蓄能电站的功能特性]
抽水蓄能电站利用电力负荷低谷时段的电能抽水，在负荷
高峰时段放水发电，即在负荷处于低谷时，抽水机是用电设备，
将电能转换成水的势能暂时存储起来；一旦用电处于高峰，再
将这部分水的势能转换为电能并入电网中。具有调峰、调频、
事故备用等功能，可充分利用风电在电网低谷时段所发的电量，
促进风电消纳。
智能电网贯穿发、输、变、配、用全过程，通过智能电网的建设，电力系统各领域将
产生质的飞跃。
1、重视大能源基地建设，引导电源集约化发展
2、提高电厂的自动化与控制水平
3、实现节能发电调度，提高常规电源的利用效率
4、加强抽水储能重点工程和大容量储能示范工程
1、加快特高压和各级电网建设
2、实现输电线路状态评估的智能化
3、建立输电线路建设与运行的一体化信息平台
4、加强灵活的交流输电技术研究
1、制定智能变电站及装备标准规范
2、智能变电站与电力调度全面互动
3、构建区域、广域综合测控保护体系
1、加强配电网的网架结构建设
2、提高自动化水平
3、支持分布式电源和微网的接入
1、营销模式智能化
2、电网和用户之间互动
3、支撑大量电动汽车运行
[什么是智能电网？]
中国国家电网公司给智能电网的定义是，以特高压电网为
骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础，利用先进的
通信、信息和控制技术，构建以信息化、自动化、互动化为特
征的统一坚强智能化电网。
[为什么必须加快建设坚强智能电网？]
风电等清洁能源迅猛发展，给电网发展带来了新挑战。智
能电网可以解决清洁能源发展面临的一系列问题：清洁能源集
中开发远距离外送的问题；调频、调峰及大电网的安全问题；
分布式电源接入的问题；用户互动的多元化需求等。所以必须
加快建设坚强智能电网。
[电动汽车的功能特性]
发展电动汽车，充分利用低谷充电，有利于促进风电消
纳。发展电动汽车是提高能源利用效率、促进节能减排的有效
途径。随着电池技术的突破和智能电网的建设，电动汽车最终
将作为移动储能单元，成为智能电网的一部分，通过完善的智
能用电网络及电动汽车充放电基础设施有效利用其储能特性，
对平抑电网负荷峰谷波动、接纳间歇性可再生能源以及提高电
网运行效率起到重大作用。
[国家电网公司积极推动电动汽车产业发展]
国家电网公司加快了电动汽车充换电设施建设，确定了智
能充换电服务网络的发展模式，充换电设施与物联网和智能电
网相结合，向智能化和网络化方向发展。2010年建设投运87座
标准化充换电站、5179台充电机和7031台交流充电桩。
[大规模风电并网给电网带来压力]
1、增大调峰、调频难度
2、加大电网电压控制难度
3、局部电网接入能力不足
4、风机抗扰动能力差，影响电网安全运行
5、增加电网稳定风险
6、加大收购难度
[大规模风电并网技术问题]
1、风电场联网方式和输电规划
2、风电场联网对电网的友好支持
3、风电场调度
4、低电压穿越
5、无功控制调节
6、风电场及电网储能
7、风电场发电计划
[并网标准体系建设]
国家电网公司大力推进风电并网企业标准
体系的建设，2009年12月颁布《风电场接入电
网技术规定》，2010年2月颁布《风电调度运行
管理规范》，制定了《风电并网运行控制技术
规定》、《风电功率预测功能规范》等配套标
准和规定。
国家电网公司积极参与风电国家标准和行
业标准的编制。参与修订了国家标准《风电场
接入电力系统技术规定》，参与制定了《风电
机组功率特性测试标准》、《风电机组低电压
穿越测试规程》、《风电机组低电压穿越建模
及验证方法》、《风电场电能质量测试规程》、
《风电场并网测试标准》、《风电场并网验收
规范》等行业标准。
[并网检测]
[功率预测]
[实时监控]
[低电压穿越]
随着风电场规模的扩大，当电网发生故障时，需要风电场
继续运行并为电网提供无功支持。低电压穿越，指在风力发电
机并网点电压跌落的时候，风机能够保持并网，甚至向电网提
供一定的无功功率，支持电网恢复，直到电网恢复正常，从而
“穿越”这个低电压时间(区域)。低电压穿越是对并网风机在
电网出现电压跌落时仍保持并网的一种特定的运行功能要求。
不同国家(地区)所提出的低电压穿越要求不尽相同。目前在一
些风力发电占主导地位的国家，如丹麦、德国等已经相继制定
了新的电网运行准则，定量地给出了风电系统离网的条件（如
最低电压跌落深度和跌落持续时间）。只有当电网电压跌落低
于规定曲线以后才允许风力发电机脱网，当电压在凹陷部分时，
发电机应提供无功功率。这就要求风力发电系统具有较强的低
电压穿越能力，同时能方便地为电网提供无功功率支持，但目
前的双馈型风力发电技术是否能够应对自如，学术界尚有争论，
而永磁直接驱动型变速恒频风力发电系统已被证实在这方面拥
有出色的性能。
[无功电压控制]
风电场应配置无功电压控制系统，具备无功功率调节及电
压控制能力。根据电网调度机构指令，风电场自动调节其发出
（或吸收）的无功功率，实现对风电场并网电电压的控制，其
调节速度和控制精度应能够满足电力系统电压调节的要求。
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